电力需求放缓，中国发电企业能源转型将提速

电力需求放缓，中国发电企业能源转型将提速 年月日 要点速览 到 年，中国风电和光伏累计装机有望超过 吉瓦，比原计划的 年提早五年。 我们认为，受评国有发电企业有能力应对大规模投资需求，我们预计这些企业的信用状况将大致保持稳定。 煤电企业将从原来的基荷电源向兼顾系统调节性电源转型。市场化交易电量增加，可再生能源企业将面临更大的量价波动。这可能会导致业务风险上升，但这将是一个渐进的过程。 中国电力行业最快或将于年实现碳达峰，较目标提前五年。中国可再生能源发展正在提速，年可再生能源新增装机容量将超过吉瓦，创历史新高。快速转型需要大规模的投资支持， 其中大部分重担会落到国有发电企业肩头。 但是，这些企业至少都具备稳健的财务基础以推进转型，这部分得益于煤电上网电价上涨。与此同时，尽管中国推出了全国碳排放权交易市场，但至少在未来至年内，碳税不会大幅削弱煤电资产的财务表现。 主分析师徐德基香港 李崝，CPA 香港 其他联系人宋国栋 香港 叶翱行 香港 我们预估，到年，风电和光伏发电在中国整体电源结构中的比重将达，年应会达到 。年年初时，二者仅占。与之相对比，煤电的相对比重将逐渐降低，年其占比为，到年将降至，年进一步降至。即便如此，此期间的绝对发电量将不会大幅下降，因为全国总电力需求在持续增加。 重要的原因：未来年，电力需求将放缓。放缓的部分原因在于，受房地产市场下行和出口疲弱拖累，近来中国经济减速。电力需求放缓却恰好为能源转型提速腾出空间。我们认为，拟建及在建可再生能源项目的供电应足以满足年之后新增的电力需求。我们认为，煤电企业将逐步转型成为系统调节性电源，通过灵活调节发电量以平衡电力系统的供需，进而支持可再生能源并网。 国有发电企业将担任投资主力，因为它们中大部分的存量发电资产组合中可再生能源比重低，同时还需要完成政府制定的转型目标。此外，国有发电企业在项目竞标方面具有规模优势，特别是特大型项目。作为国企，它们还能够获得银行的低成本融资。总体而言，我们预计受评发电企业的信用状况将大致保持稳定。 可能的障碍：转型的障碍可能包括煤电的利用小时数减少、更广泛执行电力市场化交易导致盈利能力弱化，以及预期外的政策出台或可再生能源补贴款项发放进一步延迟。在对受评实体进行分析时，我们已将这些风险考虑在内。 电力需求放缓加速碳达峰 中国电力行业实现碳达峰的时间点，对全国电力需求的增速具有高度敏感性。电力需求增长越快，增加可再生能源装机来满足增量电力需求就越难。因此，全国电力系统可能需要更长时间才能实现碳达峰。 在我们的基准情形下，我们假设，至年，全社会用电量将以的年复合增长率增长。相较中国电力企业联合会预测年电力需求增长，增速放缓。 我们的上述用电量增速预测基于一个假设，即第二产业的用电量年增速将下降至。原因在 于，政府对能源密集型行业的电能消耗政策已然十分严格，除此之外，房地产市场和出口相关行业也不景气。根据“十四五”规划（），中国计划到年实现单位能源消耗较年水平降低。中国的能源密集型行业，例如水泥和铝生产商，由于政府严格管控限制产能扩张，因而在降低单位能耗方面正扮演领头角色。 另一方面，我们预计此期间的居民和第三产业的用电需求将保持中等个位数的稳定增速。 图 第二产业依然主导电力消费 14,000 12,000 10,000 (太瓦时) 8,000 6,000 4,000 2,000 80 居民 75 第三产业 70 (%) 第二产业 65 第一产业 60 第二产业占比右轴 55 050 实际。预估。资料来源：标普全球大宗商品。标普全球评级。版权。版权所有。 标普全球评级的敏感性分析显示，电力需求年增速每提高个百分点，需要额外新增至吉瓦的风电或光伏发电装机。这大致相当于美国年的风电和光伏合计新增装机容量。 这意味着，如果我们的全社会用电量年复合增长率假设自基准情形提高个百分点，电力行业实现碳达峰的时间可能将延至年。如果其它条件不变，但年复合增长率上升至超过，那么达峰时间甚至可能会超过年，晚于国家制定的目标时间。 图 电力行业碳排放情形假设 6,500 年电力需求 6,000 年电力需求 (百万吨) 5,500 5,000 4,500 年电力需求基准情 形 年电力需求 4,000 年电力需求 年复合增长率。资料来源：标普全球评级。 版权。版权所有。 中国将加快扩大可再生能源装机规模 到年，中国风电和光伏累计装机有望超过吉瓦，比原计划的年提早五年。我们的这个预测是基于我们预期至年，每年将新增吉瓦风电和光伏装机（年新增装机吉瓦）。 在“十四五”规划的头两年，新冠疫情导致建设进度延迟。年风电和光伏发电新增装机仅吉瓦，年仅吉瓦。但是，今年仅前个月即新增装机吉瓦，步入了稳步实现目标的轨道上。 按照国资委的安排，国有发电企业需确保，到年至少的装机为可再生能源，较年的提高。因此，五大国有发电企业制定了雄心勃勃的可再生能源发展计划，拟于五年期内合 计新增装机吉瓦。 地方政府正在扮演能源转型的领头角色。从它们已取得的成绩来看，年全国累计装机达到 吉瓦的目标似乎显得相对保守。根据地方政府公告的计划，到年，风电和光伏累计装机将超过吉瓦。省级政府于“十四五”期间积极发展可再生能源，因可再生能源开发可以带动地方的经济发展。同时，各省的十四五规划也坚持国家能源局的规划指引，其中明确非水可再生能源消纳责任权重到年至少达到，年达到。 风光大基地和分布式项目将成为中国向可再生能源转型的主要驱动力。按照政府规划，年前，全国将建成九大基地，装机容量吉瓦。东部省份的终端用户销售电价高，也使得分布式光伏项目成为工商业企业眼中有利可图的投资，因为它们有助于降低能源成本。年分布式光伏占全国总光伏装机的，年为。 图 年风电和光伏装机容量 1,600 125 1,385 102 535 年末预估 200 209 214 1,400 1,200 1,000 (吉瓦) 800 600 400 200 0 实际。预估。资料来源：国家能源局。标普全球评级。 版权。版权所有。 煤电企业依然重要，但会转型为系统调节性电源 从长远来看，煤电发电将逐步减少，这与中国政府的承诺一致。但是，我们认为，这个过程将在未来十年以非常缓慢的速度推进。到年代中期，煤电将逐步退出电力系统中基荷电源的角色，转由非化石能源承担。届时，煤电的主要功能是调峰，以及提供辅助服务。 我们预期，在年之前，中国的煤电平均利用小时数将每年下降个小时。各煤电机组受到的影响将大不相同，因为各机组的技术设计不同，且机组所在区域的电力供需格局也不相同。较长期而言，中国煤电平均利用小时数到年或将下降至小时，年为小时。 我们预计，受评发电企业将呈现类似的趋势。年它们的平均利用小时数可能将从年的 小时下降至小时。我们的敏感性分析显示，对于以煤电为主的发电企业，煤电利用小时数每下降小时，其经营性资金流（）将减少，对债务的比率将下降至个百分点。 煤电核准审批放开不会阻碍中国的能源转型之路。新核准的煤电装机旨在保障国家能源安全。随着电网中可再生能源占比提高，在储能等替代性灵活调节电源变得更为经济可行之前，煤电厂在保障电网稳定运行方面将发挥重要作用，特别是在夏季和冬季的用电高峰期。 按照政府规划，年之前将对吉瓦煤电装机进行灵活性改造，另有吉瓦新的灵活调节煤电装机计划于十四五期间投入运营。完成灵活性改造后，煤电发电机组最小技术出力可低至额定容量。作为改造计划的一部分，并且经历了西南地区极端气候导致拉闸限电事件后，中国在 年新增核准煤电装机吉瓦，核准容量超过了至年的总量。 图 年度新增煤电项目（2015-2022年） 200 150 吉瓦 100 审批权限下放且煤炭价格低 电力供应紧张 调试运营开工在建获批 供应端产能过剩 疫情影响下刺激 经济措施出台 50 0 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 项目状态基于公开可获得信息。视作年核准的装机容量包含无公开可获得的审批信息但于当年开工建设的项目。资料来源：标普全球大宗商品。版权。版权所有。 煤电收入模式或有改善空间 作为灵活调节电源，煤电机组可通过向电网提供辅助服务（包括调峰、调频和备用容量）来获得收入补偿。我们预计，随着发电结构中可再生能源比重的提升，电网辅助服务的市场规模将持续扩大。 但辅助服务市场的定价机制仍处于改革当中。额外成本目前仅由发电企业分摊，这可能会压低辅助服务定价，并有碍可再生能源的发展。我们预计，辅助服务成本终将按照“谁受益、谁承担”原则，由终端用户和发电企业共同承担。 同时，云南和山东等省份已在煤电行业开展容量电价试点。这与一些省份对燃气发电机组实行的两部制电价机制类似。除了出售电力，煤电机组还可通过应急备用和在必要时灵活提供电力来获得收入。 煤电容量电价政策何时扩展至全国范围尚无时间表，但此种收入模式改革可能随煤电在电力系统中定位的改变而启动。 可再生能源比重的提高对发电企业而言或意味着电价稳定性下降 参与市场化交易可能导致量价波动性加大，以及电价出现折让。这甚或造成可再生能源运营商利润下降。年，受评发行人通过市场化交易售出的可再生能源电力占，高于年的。我们预计这一比重将持续上升，直到年全部市场化交易。 我们预计，市场化交易的扩大将影响受评发行人现金流生成的稳定性，但多数发行人仍具备充足的财务空间来消化此类风险（请参见年月日发布的《中国电力市场化改革深化，电企的行业风险上升》）。 市场化可再生能源电力的平均上网电价通常低于地方煤电基准价。早期开发的上网电价参与跨省售电的项目尤其如此。地方政府负责协调此类长距离合约的销售价格。由于这些电厂额外产出相关的边际成本有限，因而电价通常有一定折让。而地方调度的可再生能源电价往往与当地基准电价持平或折价幅度较小。 可再生能源电力的市场化交易将持续改革。近期全国范围内电力交易引入现货市场即可增强可再生能源电力的定价机制，因其更好地反映了系统成本和供需动态的变化。随着时间推移，可再生能源的盈利能力可能恢复到更为合理的平均水平。由于强制配备储能设备，以及可再生能源比重提高导致辅助服务成本上升，未来三到五年可再生能源的运营成本将增加。这突显了可再生能源市场化交易成本顺价的重要性。 另一方面，我们预计煤电行业的盈利能力将企稳。未来数年，煤电价格可能随动力煤价格走势而下跌。我们预测，受评发行人的煤电均价将在年微幅上涨，之后在年间下跌 。 动力煤价在年飙涨，随后中央对国内动力煤价格实施了每吨元人民币的定价区间。煤电售价也在当地煤电上网基准价基础上浮动。该定价区间可在一定程度上稳定发电企业的盈利能力。 绿电交易的激励至关重要 可再生能源或所谓的绿色电力交易，即发电企业出售可再生能源电力并提供相应的绿色证书，也可以有效提高可再生能源项目盈利能力。绿电交易价格通常高于煤电基准价，因为其价格还要反映绿电的环境价值。然而，绿电市场仍然不够活跃，因为终端消费者欠缺购买激励。 我们认为出台更多激励政策将有助于鼓励绿电消费，例如把可再生能源消纳责任权重落实到电力消费端，以及将碳排放交易范围扩大到更多的能源密集型行业。 年中国启动了碳排放市场。到目前为止，只有电力行业被纳入碳交易市场的范围。监管机构要求排放量超过限额的发电企业从排放量低于限额的发电企业处购买配额。我们预计，化工、建筑和材料等能源密集型行业也将进入碳交易市场，但前提是当前市场要实现良好的运营记录。 受评电企有能力应对大规模投资需求 我们预计大部分发电企业将利用多元化的融资渠道来满足资本需求。其中包括通过增发或股上市来进行股权融资。企业也能通过项目层面进行融资，包括引入少数股东或将其部分投资组合通过基础设施上市。 我们预计未来三年里，受评发行人中资本支出增速最为显著的将会是中国华能集团有